Содержание
-
Геология и геохимия нефти и газаПервичная и вторичная миграция нефти и газа
-
генерация миграция УВ-флюидов аккумуляция УВ-флюидов в ловушке консервация залежей Для формирования нефтегазоносного бассейна (НГБ) и в его недрах залежей и месторождений нефти и газа необходимо в осадочно-породном бассейне формирование мощного комплекса пород, состав, строение, прогрессивный литогенез и условия залегания которого обусловливают генерацию (Г), аккумуляцию (А) углеводородных флюидов и консервацию (К) залежей нефти и/или газа - ГАК.
-
Миграция нефти и/или газа
Вопросы миграция нефтяных и газовых флюидов являются наименее разработанными в Осадочно-миграционной теории генезиса нефти и газа (органической теории). Среди ученых в конце 20 века, занимающихся этими вопросами, на первом месте можно поставить сотрудников нашей кафедры И.В.Высоцкого и Ю.И.Корчагину, других организаций - Рогозину Е.А., Белецкую С.Н., Жузе Н.Г., Парпарову Г.М., Б.Бейкер и др.
-
Миграция и ее виды
Для того, чтобы сформировались залежи нефти и/или газа образовавшиеся в НГМП УВ-ные флюиды должны мигрировать из НГМП в коллектор-проводник и переместиться по нему в ловушку. Первая фаза перемещения флюидов внутри НГМП и переход в коллектор называется первичной миграцией или эмиграцией. О.К.Баженова разделяла эти два понятия: первичная миграция – это перемещение внутри НГМП, а переход флюидов в коллектор-проводник – эмиграция. Вторая фаза – перемещение или миграция по коллектору (коллектору-проводнику) до ловушки – вторичная миграция. При переформировании залежей может произойти третья фаза миграции – третичная или ремиграция, или дисмиграция.
-
Виды миграции
Образование залежей нефти и газа: схема первичной и вторичной миграции на ранней и более позднем стадиях эволюции НГБ. I - начальная фаза первичной и вторичной миграции; II — более поздняя стадия первичной и вторичной миграции и образование залежей Различия между первичной и вторичной миграцией заключается не в разных процессах миграции, а в разном размере пор, литологическом типе пород и в разном распределении флюидов. Процессы первичной и вторичной миграции ведущие к образованию залежей нефти и/или газа, должны включать механизмы концентрации рассеянных УВ-ных флюидов (аккумуляции). I II
-
Преобразование ОВ в катагенезе
Схема «созревания» ОВ в катагенезе Increase of resistivity in source rock as a function of increase of oil saturation -Bakken Formation, Williston Basin (Meissner, 1978) Увеличение сопротивления в НМП как функция увеличения насыщения микронефтью Тренд направления генерации нефть вода кероген незрелое ОВ зрелое ОВ слабо зрелое ОВ электрическое сопротивление глубина, м порода
-
Первичная миграция
Миграцию можно рассматривать на разных уровнях, одним из первых – это молекулярный уровень. В НГМП в ГЗН образуются жидкие и газообразные УВ-флюиды, которые сорбируются на РОВ и вмещающей породе, обволакивая полимолекулярным слоем компоненты РОВ и зерна породы. Чтобы органические молекулы (УВ и гетероатомные соединения) могли мигрировать к границам НГМП (кровля, подошва), они должны: I) оторваться от сорбента – порода, ОВ; II) далее начать перемещаться внутри НГМП - первичная миграция; III) произойти концентрация (первичная аккумуляция) молекул на границе НГМП – коллектор и перейти в коллектор – эмиграция.
-
Молекулы УВ должны оторваться от сорбента – порода, ОВ
ОВ является хорошим сорбентом, даже лучшим, чем многие минеральные компоненты, даже глины. Десорбция молекул может произойти под влиянием следующих факторов: 1.десорбция пластовыми флюидами, которыми чаще всего может быть пластовая поровая вода. Губкин писал, что «…нефть в пласте – капля в океане воды», но вода, как известно, не лучший десорбент; 2. причиной отрыва молекул может быть повышение Тпласт.: в ГЗН при повышении Т увеличивается внутренняя энергия молекул, что уменьшает их сорбцию.Происходит десорбция некоторой части молекул. Эти процессы можно наблюдать в люминесцентных шлифах НГМП. Сначала вокруг частичек ОВ образуются небольшие каемки УВ, затем они расширяются, и УВ начинают проникать в окружающее пустотное пространство. 3. при погружении под давлением вышележащих пластов (Ргорное илиРгеостатическое) происходит уплотнение НГМП особенно глинистых минералов и ОВ, что снижает площадь активной сорбирующей поверхности вмещающих ОВ пород, поэтому часть органических молекул уже не удерживается и десорбируется.
-
Начать перемещаться внутри НГМП - первичная миграция
Для первичного перемещения десорбированных молекул в НГМП должны существовать силы способствующие миграции. Одним из процессов, который постоянно происходит в недрах земли – диффузия – выравнивание концентраций – движение от больших к меньшим. Процесс диффузии (выравнивание концентраций) очень медленный, да к тому же не приводит к аккумуляции флюидов, а наоборот к рассеиванию. В настоящее время вопрос первичного перемещения полностью не разработан, хотя в природе он существует. В результате отрыва и первичного перемещения в НГМП образуются капли и пузырьки нефти и газа - жидкий флюид - микронефть, по составу очень близкий к нефти в залежи.
-
Образование нефти и первичная миграция в НМП
Oil formation and expulsion in a source rock (lingerer, unpublished) незрелое ОВ выжимание воды (уплотнение глин) слабо зрелое ОВ зрелое ОВ пустоты пустоты образующиеся УВ заполняют пустоты начало первичной миграции -глины - прослои алевролитов - пустоты заполненные нефтью или газом - ОВ (2,5%) - струи воды - струи нефти или газа нефть не выжимается Генерации нефти и газа и первичная миграция в НМП β = (ХБА/Сорг)·100%
-
Произойти концентрация (первичная аккумуляция) молекул на границе НГМП – коллектор и переход в коллектор-проводник – эмиграция.
Образовавшимся каплям и пузырькам УВ-флюидов надо переместиться внутри НГМП к границе с коллектором и перейти в него. После некоторого перемещения по материнской породе молекулы УВ тем или иным образом концентрируются в массы, способные передвигаться по законам механики. Механизмы этой первичной аккумуляции до сих пор остаются дискуссионными
-
Силы, способствующие первичной миграции.
В пласте должны существовать силы, которые должны способствовать первичной миграции, их может быть несколько, но ! какие главные? Эмиграция УВ в свободной фазе. 1) Силой, действующей по законам механики, является архимедова сила (buoyancy) , поскольку поры в пластах пород заполнены водой. Fарх = (þводы - þн) g*h, где h - высота капли микронефти (или пузырька газа), þ – плотность, g – ускорение свободного падения Поскольку þн
-
Силы, способствующие первичной миграции
Перемещение флюидов в пласте может происходить и под действиемкапиллярных сил. Капиллярные силы в условиях пласта могут создавать тем большие давления, чем меньше размеры пор: Ркап=2δ/r, где δ - межфазовое натяжение, r - радиус поры. Если породы гидрофильны (а таких большинство), то вода будет всасываться в поры малого диаметра, а УВ вытесняться из них в более крупные. Гидрофобные (некоторые глины, например, шамозитовые, гидрофобны) – препятствовать. Теоретически этот процесс может работать при перемещении флюида из мелких пор НГМП в крупные поры коллектора, поэтому капиллярные силы способствуют перемещению только в очень узкой кровельной или подошвенной полосе НГМП на границе с коллектором. Во внутренних частях материнской породы, они вероятно не столь эффективны. Капиллярные силы также не являются основными при первичной миграции.
-
14 BUOYANCY FORCE = h ( ρw – ρhc ) g With h : HC height, ρw = Water density, ρhc- Hydrocarbon density, g = 9.81 g : Newton Constant THE MAIN CONTROLS OF MIGRATION CAPILLARY PRESSURE and BUOYANCY BUOYANCY Pc = 2 IFT / r T : f (Hydrocarbons) r : entrance diameter Displacement If Ph-Pw > Pc CAPILLARY PRESSURE CARRIER ROCKS Капиллярное давление противодействует силе всплывания до тех пор, пока радиусы кривизны деформированной нефтяной глобулы в верхней и нижней частях не сравниваются.
-
Капиллярное давление
Petroleum Driving Force Resistive Force Petroleum Нефть Driving Force Resistive Force Driving Force Driving Force Pc = Капиллярное давление (давление замещения, входа (МПа) γ = Межфазное натяжение (Н/м) θ = угол смачивания (угол контакта нефть-вода, вода с твердой породой (°) r = радиус порового канала (м) Давление флюида должно превысить капиллярное давление для того, чтобы обеспечить перемещение по порам. Сила, ограничивающая миграцию УВ! θ Изменение формы капли при сужении порового канала Силы препятствующие миграции движущие силы
-
Сила, ограничивающая миграцию УВ! Пласт – зерна породы + комплекс капилляров, заполненных пластовой водой, которая является смачивающей фазой, в то время как нефть является несмачивающей фазой. Поток воды, направленный вверх, помогает силе всплывания (архимедова сила)преодолеть противодействующее капиллярное давление. Капиллярное давление противодействует силе всплывания до тех пор, пока радиусы кривизны деформированной нефтяной глобулы в верхней и нижней частях не сравниваются. Проталкивание глобулы нефти через поровое сужение в породах, смоченных водой Поток воды направленный вверх
-
УВ мигрируют через поры с меньшим капиллярным давлением
Мигрирующие УВ выбирают поры с наименьшим Pкап. Размер пор в осадочных породах крайне неравномерен и зачастую распространен произвольно. В алевролитах и аргиллитах имеется множество небольших пор, которые вряд ли когда-либо будут заполнены мигрирующей нефтью. Поры, которые «замечает» мигрирующая нефть - с поровыми каналами большого радиуса и самым низким капиллярным давлением.
-
Капиллярное давление
Коллектор Покрышки mm μm nm Чем больше размер порового канала – т.е. чем ниже капиллярное давление, тем легче нефти мигрировать в следующие поры и тем более эффективной является миграция
-
До начала разработки залежи Пластовое давление равно гидростатическому давлению (давление столба воды, равного по высоте глубине залегания). Пластовое давление обычно увеличивается примерно на 0,1 МН/м2 через каждые 10 м глубины.
Давление Флюид Эфф. напряж. Покрыв. толща Фдюид Эфф. напряжение Покрыв. толща Гидростатическое Давление флюида/ поровое - Покрышка (литостатическое) Гидростатическая система Гидростатическое давление – давление столба воды = плотность воды х g× глубина, g - ускорение свободного падения Поровое давление флюида – давление флюида в порах пласта Эффективное напряжение – часть нагрузки покрывающей толщи, воспринимаемой твердыми частицами пласта = литостатическое – поровое давление флюида Литостатическое давление - давление насыщенной покрывающей толщи = объемная плотность отложений х g × глубина
-
Силы, способствующие первичной миграции.
Выжимание нефти самостоятельно или с водой Чем больше размер пор, тем меньше капиллярные силы. Большинство минералов глинистой породы гидрофильны, поэтому капиллярные силы будут способствовать всасыванию воды, а углеводородные флюиды будут выжиматься. Для первичной миграции необходимо, чтобы внутри НГМП шло перемещение. Этому процессу должно способствовать выжимание УВ-флюидов. В общем случае для удаления флюидов из материнской толщи в коллектор Рпор в НГМП должно быть больше, чем Рпл в порах коллектора - необходимое условие для эмиграции . Рпор. > Рпл. Если коллекторский пласт сообщается с зоной разгрузки, то Рпл. в нем будет равно гидростатическому. Рпл=ρgh, где ρ - плотность воды, g - ускорение свободного падения, h - глубина залегания пласта. Рпл же в НГМП должно превышать гидростатическое. В природе, как правило, в НГМП Рпл. аномально высокое пластовое давление – АВПД.
-
Неравномерное уплотнение
Механизм, при помощи которого создается избыточное поровое давление путем быстрого накопления осадка и отсутствия возможностей удаления флюида из порового пространства. По мере того, как увеличивается нагрузкана породу, напряжение воспринимается в первую очередь поровым флюидом. В результате повышается поровое давление. Избыточное поровое давление сбрасывается по каналам естественной проницаемости в пласте. Нагрузка передается кристаллической решетке породы, в результате чего происходит уменьшение объема пор. Когда возрастание нагрузки происходит быстрее (как правило, в процессе седиментации), чем может удаляться флюид, появляется избыточное поровое давление.
-
Причины возникновения АВПД в НГМП
АВПД (anormalhighpressure) - давление, превышающее гидростатическое давление (Ргидрост.), соответствующее данной глубине залегания пласта. Причин возникновения в НГМП АВПД может быть несколько. 1) Увеличение Ргидрост. за счет уплотнения пород при погружении – уменьшение пор. НГМП большей частью являются глинистые породы, которые уплотняются почти в 2 раза, при этом выжимается вода, которая как поршень может выжимать микронефть из НМП - «поршневой эффект». Но!, максимум уплотнения глин и выделение воды приходится на относительно небольшие глубины (первый километр), когда еще не происходит массовой генерации УВ. В ГЗН, где генерируется основная масса жидких УВ-флюидов, воды уже мало. Основная критика: вязкость УВ больше вязкости воды, поэтому при этом процессе сначала должна уйти вода, а потом микронефть.
-
Причины возникновения в НГМП АВПД
2)Рпл. может увеличиваться также при повышении пластовой температуры – происходит температурное расширение молекул флюидов. В ГЗН при Т= 60-180°С матрица пород, вода и жидкие УВ не расширяются. В ГЗГ, где Т значительно выше, может происходить увеличение Рпласт. и миграция газа. 3) Увеличение Рпл. за счет увеличения объема УВ относительно исходного ОВ!!!! Генерация УВ приводит к 25%-му увеличению объема, что может составлять 4-5% от всего объема пор материнской толщи. Увеличивается объем УВ-флюидов – Рпор. возрастает, начинается миграция. Органические молекулы собираются в капли, Рпор. увеличивается, происходит флюидоразрыв, образуются трещины, по которым эмигрируют флюиды. Давление выравнивается, следующие порции генерируемых молекул опять повышают Рпор. - и т.д.
-
АВПД за счет генерации нефти и газа
Давление Эфф. напряж. Покрыв. толща Флюид Эфф. напряжение Покрыв. толща Флюид - Гидростатическое - Давление флюида/ поровое - Покрышка (литостатическое)) Система с частично избыточным давлением Поровое давление флюида – давление флюида в порах пласта Увеличения объема УВ относительно исходного ОВ
-
Связанная вода
4) Появление новых порций воды – высвобождение новых порций связанной воды (химически связанная вода). При температуре больше 80°С монтмориллонит переходит в гидрослюду. При этом из него в свободное состояние выходит до 10 вес % воды. Считается, что связанная вода очень чистая пресная и обладает агрессивными свойствами. Эта вода попадает в поры, и поровое давление увеличивается. Большинство связанной воды уходит при Т около 100°С, она «подплавляет» края зерен и часть ее переходит в поры. Считается, что в этой воде УВ хорошо растворяются. Физически связанная вода практически не отжимается, т.к. ее удерживают сорбционные силы, она может уходить на глубинах более 10 км. Все эти факторы должны повышать Рпор. в НГМП относительно Рпл. в коллекторе. Скорее всего, они с различной эффективностью проявляются в разных термобарических условиях. На одних стадиях ведущая роль принадлежит одному фактору, на других – другому.
-
Выводы
Таким образом , для эмиграции УВ-флюидов важно увеличение Рпор. за счет генерации микронефти и/или освобождения связанной воды глинистых минералов. Общая схема эмиграции УВ-ных флюидов из НГМП всвободном состоянии выглядит следующим образом. По мере роста Тпл. и Рпл. при погружении пород в порах НГМП возрастает Р - АВПД. Когда оно достигнет некой критической величины, произойдет флюидоразрыв, образуются трещины, по ним будут проходить дискретные инъекции УВ в коллектор, где Рпл. ниже - процесс импульсивный. Как только избыточный объем флюидов уйдет из НГМП, Рпор. в ней упадет и трещины закроются. Начнется новый цикл накопления флюидов, роста давлений и последующего прорыва. При этом практически одинаково энергетически эффективными будут являться как кровельная (в вышележащий коллектор), так и подошвенная (в подстилающий проницаемый пласт) эмиграция Считают, что для начала эмиграции необходима определенная концентрация РОВ (Сорг ) в НГМП в ГЗН, обычно для глинистых пород более 0,2 % при сапропелевом типе ОВ, при смешанном - более 1%. В программе Temis принимается, что эмиграция начинается при концентрации Сорг не менее 2%. Рпор> Рпл2 >Рпл1
-
Формы миграции УВ
Перенос молекул нефти и газа внутри НГМП – эмиграция может осуществляться разными способами в зависимости от особенностей их распределения в материнской породе. 1) В водорастворенном состоянии: В виде истинных молекулярных растворов Коллоидных растворов Мицеллярных растворов 2) Газовых растворов 3) Самостоятельнойнепрерывной фазы Формы вторичной миграции могут быть такими же
-
Эмиграция УВ в водорастворенном состоянии.
Перенос компонентов нефти и газов может осуществляться в истинном молекулярном растворе, в котором молекулы УВ диссоциируют на ионы. Размер частиц 0,1-1 нм. Растворимость в воде различных компонентов нефти низкой и высокой М.м: насыщенных УВ, аренов и гетеросоединенийнезначительная и очень различная. В целом низкомолекулярные УВ всех классов более растворимы в воде, чем высокомолекулярные. Бензол и его гомолог толуол относятся к числу наиболее растворимых в воде УВ нефти. Бензол растворяется в воде лучше пентана (39,5 млн-1) более чем в 40 раз. Предположим: если бы большая часть жидких УВ эмигрировала бы в водном растворе, то в залежи следовало бы ожидать в составе нефтей преобладание ароматики. Но! В большинстве нефтей больше насыщенных УВ. Нефти не обогащены, а обеднены такими УВ, как бензол и толуол.Содержание аренов в нефти не превышает 20-30% (на УВ). Для того чтобы эмиграция жидких УВ в массовом порядке проходила в водорастворенном состоянии, необходимы огромные количества воды. бензол растворимость – 1740 млн-1 толуол растворимость – 554 млн-1,
-
Растворимость УВ и (NOS) в воде
Цифры справа от структурных формул соответствуют растворимости при стандартных Т и Р (млн-1). В скобках указана растворимость при 137 °C. Гетероатомные соединения растворяются в воде лучше УВ
-
Эмиграция в водном растворе
Растворимость нефти в пластовой воде заметно снижается при увеличении минерализации - концентрации солей. Воды большинства НГБ далеко не пресные, а в некоторых из них (таких, например, как Волго-Уральский и Ленно-Тунгусский) в недрах находятся практически рассолы с минерализацией 200-300 г/л и более. Растворимость нефти снижается с увеличением газонасыщенности пластовых вод (на 30-50%). Как показывают расчеты в целом ряде НГБ просто не могло хватить воды, чтобы образовать залежи с известными запасами нефти.
-
Миграция в истинном молекулярном растворе
Растворимость нефти в воде увеличивается с ростом Т, газов уменьшается. Особенно резкий скачок растворимости происходит при Т >150оС – некоторые УВ увеличивают свою растворимость в десятки раз. При таких Т (150-200оС) эмиграция нефти в водном растворе становится довольно эффективной. Критика При Т=125-150°С воды в глинах уже мало и ее не хватит для растворения всех образовавшихся УВ-ных флюидов Не во всех НГБ, где имеются значительные запасы нефти, за всю их геологическую историю Тпл. достигали таких величин. Относительная растворимость УВ в воде с ростом Т
-
Миграция газов в истинном молекулярном растворе
Часть метана и, возможно, некоторые другие легкие УВ переносятся в истинном водном растворе. При увеличении Р растворимость СН4 в воде быстро возрастает. На глубинах около 2400 м растворимость СН4 в 100 раз выше, чем у поверхности, на глубине более 6000 м - в 300 раз. На глубине 6000 м растворимость СН4 в 4 раза превышает растворимость бензола. Такое быстрое увеличение растворимости СН4 с повышением Р и означает, что вода, отжимаемая при уплотнении, может легко растворять СН4, содержащийся в ГМП, и переносить его вверх в зоны более низких Т и Р, где он будет выделяться из водного раствора. СН4 С2Н6 Изменение растворимости СН4 и С2Н6 в дистиллированной воде с увеличением глубины (по данным Калберсона и Мак-Кетты, 1951)
-
Эмиграция УВ в водорастворенном состоянии.
Коллоидные и мицеллярные растворы. Экспериментально подтверждено, что коллоидная растворимость превышают истинную в 2-10 раз, а теоретически - возможно и в тысячи раз. Размер коллоидных частиц от ~10 до 10 000 Ả. Коллоиды могут состоять из небольших частиц одинаковой структуры или из агрегатов более мелких молекул разного типа. Молекулы асфальтенов (М.м. =2000-5000) - коллоидные частицы. Полярные органические молекулы образуют агрегаты правильной структуры – мицеллы, которые могут состоять из 100 и более молекул, гидрофобная часть (полярные УВ) молекул мицеллы обращена внутрь, а гидрофильная (– OH, – COOH, – NH2)– жирные, нафтеновые кислоты, смолы и др.— наружу. Критика Для сольватации определенного количества УВ требуется в 50-100 раз больше поверхностно-активных веществ (жирных, нафтеновых кислот в нефтях
-
Миграция в газовой фазе.
При повышении Т иР растворимость тяжелых жидких УВ в сжатом газе возрастает. При Т и Р, соответствующих глубинам 1800—3000 м, газы будут растворять большое количество жидких УВ. Газы, образующиеся в материнских породах, мигрируют вверх по микротрещинам, растворяя по пути нефть, находящуюся в порах пород. При этом происходит молекулярная перегонка нефти, потому что давление ее пара в жидкой фазе выше, чем в газовой.
-
Миграция в многофазной системе
При переносе нефти и газа через поры пород очень важную роль играют 2 фактора: 1. Наличие однофазной или многофазной системы флюидов Граница между двумя несмешивающимися жидкостями или жидкостью и газом обладает новыми свойствами. Эта граница называется поверхностью раздела, а сила, действующая на поверхности раздела, известна как межфазное натяжение. Именно межфазное натяжение между несмешивающимися фазами в основном определяет характер миграции многофазной системы флюидов. 2. Важным фактором, контролирующим движение флюидов, является смачиваемость стенок пор разными жидкими фазами - нефтью или водой.
-
«Слабые места» концепции первичной миграции УВ в свободном состоянии.
Во-первых, жидкие УВ в стандартных условиях обладают более низкой, чем вода относительной проницаемостью, т.е. при выжимании из НГМП в первую очередь ее должна покинуть именно вода. Микронефти в этом случае может просто не хватить давления. Однако, при высоких температурах (более 100оС) вязкость воды уменьшается (в 2,5 раза). Также она снижается при насыщении воды газом, как это повсеместно отмечается в условиях ГЗН (в одном м3 нефти может быть растворено несколько десятков и даже сотен м3 газа). Соответственно в этих условиях вязкость нефти может сравняться с вязкостью воды или даже стать меньше. Во-вторых, капельки микронефти имеют размеры, значительно превышающие диаметры межпоровых каналов в глинах. Для того, чтобы пройти через эти каналы капля должна изменить свою форму, что потребует немалых энергетических затрат на преодоление сил поверхностного натяжения. В-третьих, при фильтрации жидких УВ через породу свою негативную роль будут играть сорбционные силы. Пленки сорбированных УВ будут сужать и без того неширокие межпоровые каналы. Но возможен вариант, когда УВ движутся не по всему объему породы, а выбирают устойчивые каналы (т.н. «тонельный эффект»). Первые порции микронефти и здесь уйдут на насыщение сорбционных связей, но последующие за ними пройдут относительно свободно.
-
Размеры молекул нефти и газа
Соединения, мигрирующие через узкие поры и капилляры водонасыщенных НГМП, варьируют по молекулярной массе от СН4(М.м.=16) до асфальтенов (М.м.= 5000 и более). При нормальных Р и Т эти соединения могут быть газообразными, жидкими или твердыми. 1 нм = 10-9 м = 10 Ả Ả Ả 3,8 Ả Молекула асфальтена ~50—100 Ả и более Средний диаметр пор в глинах - 50-100Ả
-
Общая схема эмиграции(по И.В.Высоцкому и Ю.И.Корчагиной, 1995)
Основные причины: ВЗГ – поршневой эффект (лишь частично) ГЗН – новые порции воды и генерация УВ НЗГ (жидкие УВ/газы/вода = 1/8000/500)– температурное расширение
-
Эффективная мощность НГМП (сверху и снизу)
Способны ли УВ, особенно жидкие пройти путь в несколько десятков метров по плохо проницаемой среде до границы с коллектором? Когда УВ уходят из породы, количество масел в ней уменьшается, увеличивается доля смол и асфальтенов Максимум таких изменения происходит на расстояниях до 4-5 м от границ НГМП. На расстояниях свыше 10-20 м изменения незаметны. Для жидких УВ (Западно-Сибирского НГБ, по образцам с 4 км) в интервалах 0-3 м (от кровли и подошвы) из НГМП уходит до 52%, в интервале 9-12 м только 16%, а на расстоянии свыше 15 м – все остается внутри НГМП С.Г. Неручев). На больших глубинах эффективная часть НГМП больше, так как здесь увеличивается трещиноватость, уменьшаются сорбционные силы и вязкость жидких УВ. Для газа, как более миграционно способного флюида такая зона– до 100 м (И.В.Высоцкий).
-
Вторичная миграция(Secondary migration)
Механизмы Скорость и дальность Пути и направления Потери
-
Стадии первичной миграции
III) Произойти концентрация (первичная аккумуляция) молекул на границе НГМП – коллектор и переход в коллектор-проводник – эмиграция. Образовавшимся каплям микронефти и пузырькам газа надо переместиться внутри НГМП к границе с коллектором и перейти в него. Генерация Вытеснение Эмиграция
-
Миграция в элюзионном гидрогеологическом режиме под действием градиентов напоров
Из НГМП УВ попадают в коллектор в различном состоянии: большая часть жидких УВ – в виде самостоятельной фазы, небольшая –в виде растворов – в газах и воде. А.в виде растворов Водорастворенные УВ перемещаются по коллекторскому пласту вместе с потоком воды. Когда идет активная дефлюидизация НГМП, обычно движение подземных вод направлено вверх по восстанию пластов – от зон с максимальными напорами– к зонам разгрузки. По Прайсу эффективна при Т свыше 250 °С Возникает сложность при выделении нефти из водного раствора. По мере падения Рпласт. некоторое количество нефти будет переходить в свободное состояние. Критика Но! из-за малой растворимости и небольшой разности в плотностях (вода–нефть) выделившиеся объемы будут недостаточны для эффективного всплывания и коалесценции (слипание молекул). Для образования 1 объема нефти потребуется 100 000 объемов воды. Вряд ли такой механизм будет способен сформировать значительные залежи. Еводы МИГРАЦИЯ
-
Б. В свободном состоянии
МИГРАЦИЯ Fарх.действ.=(ρв-ρУВ)gh*sinα Попав в коллектор, нефтяные капли начинаются всплывать, пока не достигнут подошвы плохо проницаемого пласта – покрышки При движении к кровле коллектора нефть частично растворяется в воде (не более 10-12%) У подошвы покрышки онаобразует слой мощностью от 1 см (удельная продуктивность НГМП1,6 кг/м3) до 1 м (33 кг/м3) Такие объемы УВ-ных флюидов уже способны перемещаться на значительные расстояния – то есть мигрировать Если эмиграция направлена вверх (восходящая), каплям УВ предстоит пройти путь равный всей вертикальной мощности коллектора. Подошвенная эмиграция эффективнееиз-за отсутствия пути вверх по пласту и действия инъекционных сил. При наклоне пласта начинается движение нефти вверх по его восстанию под действием Fарх. Очень мала Fарх.действ.(n*0,01- n*1 мПа) из-за незначительных размеров капель. Латеральная миграция
-
Вторичная миграция углеводородных флюидов
Вторичная миграция в кровельной части коллектора-проводника под покрышкой – баженовская свита (Западная Сибирь), которая является НГМП Если эмиграция является нисходящей, то длина такого пути минимальна – НГМП в большинстве случаев сама является флюидоупором. Ю0 Ю1 Баженовская свита
-
Миграционные струи внутри резервуара МИГРАЦИЯ КРИТИКА: Большие потери на остаточную нефтенасыщенность.Сорбированные битумоиды занимают до 40% пор, коэффициент извлечения редко превышает 30-40%.Сорбенты – глинистые частицы (активная поверхность до 89 м2/г) и ОВ (до 8 м2/г), сорбционная емкость n*10-n*100 см3/г. Уменьшается с ростом T. В начале сорбируются асфальтены, затем смолы, в конце УВ. При совместном движении несмешивающихся флюидов каждый находит себе устойчивый канал («тоннельный эффект» Р.Коллинза). Только в пределах этих каналов достигается насыщение, необходимое для перемещения в непрерывной фазе (в виде струй ). Наиболее крупные поры занимает нефть. Нефть и газ в гидрофильном коллекторе будут выбирать участки с наибольшим диаметром пор. В результате образуется разветвленная система струй, приспосабливающаяся к неоднородности резервуара По ним и проходит основная доля мигрирующих УВ («струйная теория» Савченко).Нефть мигрирует в коллекторе в виде разветвленной системы струй, если идет постоянная подпитка из НГМП.
-
Направление миграции
По генеральному направлению движения миграция может быть а)вертикальной б) латеральной.
-
Латеральная миграция
Углы наклона слоев в НГБ обычно невелики, особенно на платформах, где они не превышают 1-30. Значения sin таких углов будут малы. Высота столба углеводородной фазы в данной ситуации довольно значительна. Нефте- или газонасыщенный слой формируется на всем протяжении ГЗН. В этих условиях Р, создаваемое Fарх. будет составлять от от 0,n до n мПа Узким местом латеральной миграции нефти в свободном состоянии являются очень большие потери, связанные с ее сорбированием минеральными частицами. Если бы латеральная миграция шла широким фронтом, жидких генерированных УВ просто не хватило бы для создания значительных скоплений, подавляющая их часть осталась бы на путях миграции. Следы древней миграции часто фиксируются и в керне, и по обнажениям в виде участков пород, в которых поры заполнены твердым битумом определенного типа (асфальтениты).
-
Миграция газа
Основная часть газа уходит из НГМП в водорастворенном состоянии. Под флюидоупором образуется газонасыщенный слой, затем формируется устойчивая система струй и по ней происходит перемещение газов под действием Fарх. При попадании в коллектор при снижении давления часть газа выделяется из воды в свободную фазу. При движении вверх по восстанию струи подпитываются за счет дегазации вод (для насыщения 10% объема коллектора требуется n*100000 объемов воды) Другой путь дегазации пластовых вод – при региональных подъемах. На севере Западной Сибири в плиоцене пластовое давление снизилось на 2 мПа, в Прикаспии – на 5 мПа. Масштабы дегазации – n*1 – n*10 трлн. м3 – сопоставимы с суммарными ресурсами залежей. МИГРАЦИЯ
-
Пути и направления миграции
Очень важное значение при прогнозе залежей нефти и газа, особенно на начальных стадиях поисковых работ имеет реконструкция путей миграции. Общее направление потоков восстановить вполне реально. Менее плотные УВ, всплывая в воде, продвигаются от погруженных частей бассейна к более приподнятым. Также как водные потоки на поверхности земли (реки, ручьи.) они не «текут» широким фронтом, а локализуются в определенных участках. Если для рек, где движение происходит под действием гравитационных сил, это понижения рельефа (например, тальвеги оврагов), то для УВ в водной среде – наиболее высокие части в структуре кровли резервуара («гребни»).
-
Миграционные потоки УВ проходят по приподнятым элементам поверхности резервуара на момент генерации («тальвеговая теория» К. Кравченко) Наиболее вероятные направления миграционных потоков Направление латеральной миграции а б Наиболее вероятные направления миграционных потоков Определение направлений миграционных потоков: упрощенный (а) и более детальный (б) варианты.
-
Основные миграционные потоки из очагов генерации в Курейской синеклизе были направлены на юго-запад и юго-восток – в сторону Камовского свода и Катангского выступа Чамбэнское поднятие Ванаварский резервуар,О1 Усольский резервуар,О1 Часть региональных потоков УВ перехватывалось локальными палеоподнятиями, осложнявшими южный борт Курейской синеклизы, такими, например, как Чамбэнское. Направления миграционных потоков Программа«Temis-3D»
-
Каким образом происходит заполнение коллектора
England (1989, Advances in Org. Geochem.) Если миграционные потоки встретят на своем пути локальное поднятие, то УВ-ные флюиды начнут заполнять его, так же как реки и ручьи, попадая в замкнутые понижения рельефа, образуют озера. Начинает формироваться залежь нефти или газа. Скопления УВ образуются также, если миграционные струи «уткнутся» в какой-либо барьер-ловушку – антиклинальный изгиб, непроницаемый разлом, зону выклинивания коллектора, поверхность несогласия и т.п.
-
Концепция точки перелива
Экран Пласт Мат. порода Скв.№ 1 Точка макс.насыщ. «Заполн. до насыщ.» Объем ловушек ограничен, что определяется геометрическими параметрами. После того, как ловушка заполняется нефтью, происходит перелив и миграция нефти в следующую структуру. Точка максимальной насыщенности – участок, где происходит утечка. Предположим, что песчаник распределен равномерно, а разломы – экранирующие
-
История заполнения коллектора Petaca– 1:
(2) (3) (4) (5) (6) (1)
-
(7) (8) (9) (10) (11)
-
Дальность латеральной миграции
При выходе за пределы ГЗН прекращается подпитка струй. При попадании в зоны Т ниже 60°С возрастаетповерхностное натяжение, вязкость УВ и сорбционные силы - «угасание» струй. При малых углах падения Fарх. очень мала (1° - 15 мПа). Эти факторы снижают скорость и дальность вторичной миграции. Дальность миграции нефти вряд ли превышает 100 км, газа - 300 км. СКОРОСТЬ МИГРАЦИИ Vмигр.= (kпр*9,7*10-4(ρв-ρУВ))*sinα / (mот.*μ), где kпр – коэффициент проницаемости, ρв – плотность пластовой воды, ρУВ – плотность УВ, α – угол падения коллекторского пласта, mот – коэффициент открытой пористости, μ – вязкость УВ Скорости латеральной миграции нефти составляют n*(1-10) см/год, газа - n*(1-10) м/год. Для нефти составляет n*(1-10) см/год, для газа - n*(1-10) м/год. Зависит от мощности зоны генерации и угла наклона пластов.
-
57 ORDER OF MAGNITUDE FOR HYDROCARBON MIGRATION VELOCITY AVERAGE MIGRATION VELOCITY COMPUTED FROM DENSITY DIFFERENCES WITHOUT CAPILLARY EFFECTS (DUE TO FACIES CHANGE) CONTINUOUS DRAINS NB : THE TRUE VELOCITY FOR THE HYDROCARBON ELEMENT IS EQUAL TO THE AVERAGE VELOCITYDIVISED BY THE POROSITY HC MIGRATION вертикальная миграция латеральная миграция (угол=20) нефть газ песчаник глина аргиллит сланец Рассчитанная средняя скорость миграции нефти и газа через породы разной плотности нефть газ
-
Миграционные потери
Часть углеводородных флюидов неизбежно будет теряться на миграционных путях. На создание остаточной нефтенасыщенности - сорбция (при T>90°С не велики) Растворение в воде (газ значительные, нефть - не более 2-10%) В микроловушках (мелкие замкнутые структуры) (???) Диффузионное рассеивание (мало, очень низкая скорость) На окисление нефти до потери подвижности (превращение в мальты) (???). Рассеивание при пересечении разрывных нарушений (???) Большинство исследователей считают, что до ловушек доходит 7-11% от исходного, генерированного НГМП количества УВ. 7-11% 100% на торичную миграцию на первичную миграцию крупные залежи на мелкие залежи НГМП Распределение нефти
-
Потери УВ на миграционных путях
К ним относятся: на создание, остаточной нефтенасыщенности УВ, которые сорбируются минеральными частицами на стенках пор. Значительный масштаб эти процессы приобретают при Т ниже 90-80°С на растворение в воде. Для газа они могут оказаться весьма серьезными, для нефти, очевидно, не более 2-10%. Попадание миграционных струй в мелкие замкнутые структуры (микроловушки). рассеивание при пересечении разрывных нарушений. диффузионное рассеивание, потери являются незначительными. Потери на окисление нефти до потери подвижности (например, превращение в мальты) – химическое и микробиологическое. Также С в ряде случаев расходуется при восстановлении среды, например, сульфатов (содержатся в пластовых водах на небольших глубинах) до сульфидов (сульфатредукция). Обе эти группы процессов обычно слабо проявляют себя в условиях ГЗН, соответственно и не наносят заметного ущерба миграционным потокам.
-
ВЕРТИКАЛЬНАЯ МИГРАЦИЯ
Причины вертикальной миграции Проводящий разлом или зона трещиноватости Отсутствие покрышки - «окна» Утрата покрышкой изолирующих свойств «Прорыв» покрышки при высоком избыточном давлении (высота залежи)
-
Причины вертикальной миграции
Вертикальная миграция может начаться: 1. Когда на пути латеральной миграции встречается проводящий разлом или зона трещиноватости. Поток УВ-ных флюидов при этом начинает двигаться вверх до тех пор пока разлом не «затухнет» в непроницаемых толщах или, если этого не случиться, до земной поверхности. Это один из обычных путей образования поверхностных нефтегазопроявлений. Со временем разломы и трещины часто «залечиваются», т.е. заполняются вторичными минералами и становятся непроницаемыми. 2. Когда имеются участки с локальным отсутствием покрышки – «окна». Такое может случиться даже с лучшим флюидоупором – пластами каменной соли. Соль, как пластичный материал, способна перемещаться из-за неравномерной нагрузки на нее вышележащих пород. При этом она иногда полностью перетекает из одних участков в другие, где образует соляные диапиры. 3. Когда покрышка теряет свои изолирующие свойства. Например, глины уплотняясь на больших глубинах, становятся хрупкими. По целому ряду причин в них могут образовываться трещины, нарушая тем образом сплошность флюидоупора. 4. Возможен «прорыв» покрышки при высоком избыточном давлении, возникает, когда УВ заполняют высокоамплитудные структуры.
-
Перколяционная модель миграции по аргиллитам
Зерна минералов Поровая вода Нефтяная фаза При поступлении дополнительных объемов флюида происходит увеличение потенциаль-ной энергии данного узла до тех пор, пока … …процесс повторяется и формируется миграционный канал. Если нефть подходит к экрану, давление в нефтяной фазе возрастает в сторону от экрана. После того, как в этом узле образовалось достаточное количество потенциальной энергии… …определенный объем нефти проходит через самый большой поровый канал, в нефтяной фазе происходит сбой, начинается формирование нового узла, ожидается прибытие следующей партии флюида. Carruthers and Ringrose (1998, GSL) Фундамент Источник Аргиллит Песок Экран
-
Могут ли разломы служить каналами миграции флюидов?
Oil-saturated fault; carbonates and cherts, Ouachita Mtns, S. OK Clay-rich fault gouge; Permian clastics, Moab, UT И да и нет, в зависимости от литологического типа породы и условий формирования разломов. Для того, чтобы образовались проводящие каналы, в зоне разлома должны появляться открытые трещины Типично для карбонатовс низким содержанием глинистых частиц,аргиллитов. Разломы в песчано-глинистых разрезах обычно имеют зоны со слабо проницаемыми глинистыми прослоями, которые вряд ли будут служить проводящими каналами. Образование трещин может возникать в результате деформаций под воздействием низких эффективных напряжение (например, при небольшом погружении и/или высоком Р избыточном)
-
Неэффективная связь между породой и коллектором: модель миграции по разломам
80-180 °C 180-200 °C Source Modified after J. Armentrout (AAPG slides) ГЗН ГЗГ
-
Проблемы, связанные с миграцией по разломам
НГМ Коллектор fault Отсутствие латеральной проницаемости ограничивает объем каналов для прохождения УВ-ных флюидов Миграция вдоль разлома из первичных залежей более эффективно ? Могут ли УВ перемещаться в обоих направлениях или отдадут предпочтение первой проницаемости, встреченной на своем пути? Область сбора зона разлома
-
Сила всплывания (Архимедова сила)
Давление всплывания – избыточное давление, которое создается в замкнутом пласте под воздействием разницы в плотности между углеводородными флюидами и водой. Δp = (ρв-ρУВ) ×g* h Где Δp = давление выталкивания ρВ = плотность воды ρУВ = плотность УВ h = высота над контактом g– ускорение свободного падения 10м Чем больше разница между плотностью воды и УВ и высота непрерывной нефтяной фазы, тем выше давление выталкивания.
-
НГМП Высота залежи недостаточна, чтобы ее пластовое давление (Рпл.) превысило минимальное давление капиллярное (Ркап.) покрышки. Наиболее глубокий коллектор-проводник над НГМП Прорыв покрышки А ВНК ВНК
-
Но высота залежи все еще не достаточна, и Fарх. (сила плавучести) не превышает минимальное Ркап. покрышки. Здесь структуры имеют большую амплитуду, (высота залежи больше) НГМП Б
-
Высота залежи достаточна для того, чтобы сила плавучести превысила минимальное Ркап. покрышки. И УВЛЕВОДОРОДНЫЕ ФЛЮИДЫ МИГРИРУЮТ ВЕРТИКАЛЬНО ДО СЛЕДУЮЩЕГО ПРОНИЦАЕМОГО ГОРИЗОНТА При еще более высокой амплитуде структуры НГМП «Прорыв» покрышки редко носит катастрофический характер – капиллярные экраны, через которые мигрировали УВ-ные флюиды, все равно продолжают удерживать столб флюида и сохранять равновесие между силами противодействующими по вертикальной или горизонтальной оси. Исходя из этой закономерности, и ведется поиск более глубокозалегающих ловушек под известными залежами. В точка утечки
-
Фронт УВ-ных флюидов Дисгармоничная структура
Fарх.создает избыточное давление на вышележащий коллектор и оно тем больше, чем выше залежь и заметнее разность плотностей УВ и воды. Это избыточное давление может превзойти предел «прочности» и начнется вертикальный переток покрышка коллектор Г НГМП
-
Важно правильно прогнозировать высоту залежи!
ВНК ГНК Высота залежи Что ограничивает высоту столба нефти и заключенного в ловушку объемафлюида (=$$ в ловушке)? Экран Коллектор Мат. порода Скв.№1 Точка макс. насыщ. Перелив Заполняющая жидкость Утечка Точки утечки Экран Нефть “Заполнено до перелива” “Заполнено до утечки”
-
Утечка
-
Представление о покрышках важно на этапе разведки
Два вида экранов: Капиллярные экраны Гидродинамические экраны (обусловленные давлением) Капиллярные экраны: определяются капиллярным входным давлением, необходимым для входа УВ в «горловину» пор матрикса покрышки Гидродинамические экраны: Р флюидов в покрышке превышает Р флюидов в прилегающем коллекторе. Когда мы имеем представление об покрышке (прогноз), мы делаем шаг к пониманию (прогнозированию) высоты залежи нефти и/или газа, заключенного в объеме ловушки (=$$ в ловушке). ВНК ГНК Высота залежи
-
Высота залежей. Глубоководная акватория Анголы
0 200 400 600 800 1000 1200 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 Глубина, м (ниже дна моря) Суммарная высота залежи, м верх. миоцен сред. миоцен ниж. миоцен олигоцен Галио (не вскрыт) Высота залежей уменьшается с глубиной из-за изменения характера покрышек, увеличения газосодержания и, следовательно, плавучести нефтей (более тяжелые нефти залегают выше по разрезу, хотя есть и другая причина этой закономерности – окисление нефти).При прочих равных условиях высота газовых залежей будет заметно меньше, чем нефтяных из-за более значительной разницы в плотностях газа и воды. Флюиды просачиваются через покрышку, когда давление флюидов становится равным давлению герметичности покрышки.
-
Схема формирования нефтяных и/или газовых залежей
1 – эмиграция нефтяных и газовых флюидов из НГМП 2 – вторичная миграция микронефти и газа по пласту коллектору-проводнику 3 – дисмиграция –переформирование залежи НГМП НГМП ГЗН ГЗГ
Нет комментариев для данной презентации
Помогите другим пользователям — будьте первым, кто поделится своим мнением об этой презентации.